Файл: Методические указания По дисциплине Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000. 62 Нефтегазовое дело для всех форм обучения.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 320
Скачиваний: 12
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
1. Что такое горизонтальная скважина?
2. Перечислить методики расчета дебита нефти к горизонтальному стволу
3. Условия перечисленных методик
1. Цель проведения ГРП в горизонтальной скважине.
2. От чего зависит ориентация трещин ГРП в пределах продуктивного пласта?
Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины.
3. Расчитываем приток жидкости по формуле для одноярусной многоствольной горизонтальной скважине:
4. Расчитываем приток жидкости к многоствольной горизонтальной скважине по формуле Меркулова В.П.:
3) Одноярусное расположение. Дебит увеличивается прямо пропорционально.
1. Типовые профили многоствольных горизонтальных скважин.
2. Основные объекты применения многоствольных горизонтальных скважин
3. Преимущества и недостатки многоствольных горизонтальных скважин.
4. Математические методики расчета моделирования МГС
5. Основные объекты применения многоствольных горизонтальных скважин.
1. Системы с внутриконтурным воздействием.
2. Расположение скважин в системах с внутриконтурным заводнением.
3. Параметр плотности сетки скважин
1. Цель проведения ГРП в горизонтальной скважине.
2. От чего зависит ориентация трещин ГРП в пределах продуктивного пласта?
Задача решается следующим порядком:
1. Расчитываем приток жидкости к многоствольной горизонтальной скважине по уравнению Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.:
2. Расчитываем приток жидкости к многоствольной горизонтальной скважине по уравнению Григулецкого В.Г., Никитина Б.А.: 
3. Расчитываем приток жидкости по формуле для одноярусной многоствольной горизонтальной скважине:
4. Расчитываем приток жидкости к многоствольной горизонтальной скважине по формуле Меркулова В.П.:
| Борисов(90) | Григулецкий | Одноярусная | Меркулова | n |
| 730,6631434 | 760,3145974 | 596,2384087 | 0,07495808 | 1 |
| 1376,646307 | 1429,151989 | 1150,221259 | 0,066873082 | 2 |
| 1533,007256 | 1575,991815 | 1665,044818 | 0,06008589 | 3 |
| 1643,423801 | 1680,271004 | 2143,610059 | 0,054456752 | 4 |
Выводы: 1) Методика Борисова. Исходя из данной методики при α=900, бурение многоствольных ГС с равномерным веерным расположением приводит к значительному увеличению дебита скважины. При этом резкое увеличение дебита наблюдается при бурении двух боковых стволов.
2) Методика Григулецкого. При одноярусном расположении ГС с увеличением количества боковых стволов дебит увеличивается. Значительное увеличение дебита наблюдается при зарезке двух боковых стволов.
3) Одноярусное расположение. Дебит увеличивается прямо пропорционально.
4) Методика Меркулова. При расчете по данной методике наблюдается снижение дебита при увеличении числа горизонтальных стволов
Контрольные вопросы
1. Типовые профили многоствольных горизонтальных скважин.
2. Основные объекты применения многоствольных горизонтальных скважин
3. Преимущества и недостатки многоствольных горизонтальных скважин.
4. Математические методики расчета моделирования МГС
5. Основные объекты применения многоствольных горизонтальных скважин.
Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными
Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами). Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
На рисунке 4.1 изображены схемы размещения вертикальных скважин.
На рисунке 4.1 а однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную.
На рисунке 4.1 b однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет две вертикальные. Схема рисунок 1 с аналогична схеме рисунок 1 b, но вдвое сокращено число нагнетательных вертикальных скважин. На рис
унок 1 d площадная добывающая горизонтальная скважина заменяет полторы добывающие скважины.
Рисунок 4.1 – Схемы размещения вертикальных скважин: а - пятирядная; b - трехрядная; с - однорядная; d - площадная 5-точечная; е - площадная обращенная 9-точечная; 1 - вертикальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина
На рисунке 4.2 изображены схемы размещения горизонтальных скважин: однорядная горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину (рисунок 2 а) и однорядная горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (рисунок 2 b), площадь на скважину увеличена вдвое.
Рисунок 4.2 – Схемы размещения горизонтальных скважин
Горизонтальные скважины Однорядное расположение добывающих скважин
Принципиальное отличие определения общего дебита нефтяной площади при применении горизонтальных скважин по сравнению с применением вертикальных скважин заключается в определении внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин в соответствии с расчетной схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.
Так, при применении вертикальных скважин внутреннее фильтрационное сопротивление ряда определяется по следующей формуле:
(4.1)а при применении горизонтальных скважин - по следующей формуле:
(4.2)в этих формулах: n - число скважин рассматриваемого ряда;-
- гидропроводность нефтяного пласта;
h - эффективная толщина этого пласта; 2σ - расстояние между соседними скважинами ряда; rс - радиус скважины; l - горизонтальная длина горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта.
Обычно у нефтяных пластов определяют две толщины: общую и эффективную; причем общая бывает заметно или значительно больше эффективной, поскольку общая, кроме эффективной, включает в себя неэффективную толщину. Обычно нефтяные пласты состоят из нескольких или многих проницаемых нефтяных слоев (это - эффективная толщина) и их разделяющих непроницаемых прослоев (это - неэффективная толщина). Бывает, что толщина разделяющих прослоев (неэффективная толщина) в два-три раза превосходит толщину проницаемых слоев (эффективную толщину).
Обозначим число проницаемых нефтяных слоев у рассматриваемого нефтяного пласта черезnсл,общую толщину нефтяного пласта через hоб, эффективную толщину нефтяного пласта h, эффективную толщину отдельного слоя пласта,
общую горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта lг, горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя
(4.3)С учетом всего этого при многослойном нефтяном пласте внутреннее фильтрационное сопротивление ряда горизонтальных скважин имеет вид
(4.4)где n - число горизонтальных скважин в рассматриваемом ряду (или рассматриваемых рядах);nсл - число слоев нефтяного пласта;
- гидропроводность; hобщ и h - общая и эффективная толщины этого нефтяного пласта; rс - радиус скважины.При этом формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных нагнетательных и добывающих рядов вертикальных скважин будет